手把手教你了解的5大电力系统新技术国际上也称为轻型直流输电(HVDC Light)、新型直流输电(HVDC Plus)，国内将其命名为“柔性直流输电”。

　　“柔性”一词来源于英文Flexible，表示应用先进的电力电子技术为电网提供灵活的控制手段。

　　柔性直流输电技术以电压源换流器、自关断器件和脉宽调制（PWM）技术为基础，具有响应速度快、可控性好、运行方式灵活leyu体育、可向无源网络供电、不会出现换相失败、换流站间无需通信以及易于构成多端直流系统等优点，适用于可再生能源并网、分布式发电并网、孤岛供电等。

　　国家电网公司于2011年7月投运上海南汇风电场柔性直流输电工程，这是亚洲首个具有自主知识产权的柔直工程，直流电压±30kV，换流站容量18MW。

　　在柔性直流输电技术的基础上，进一步构成多端柔性直流输电系统，可携带来自多个站点的风能、太阳能、地热能等清洁能源，通过大容量、长距离的电力传输通道，到达多个城市的负荷中心。

　　2014年，国家电网公司在浙江舟山建设了世界首个五端柔性直流输电工程，采用±200千伏直流电压，分别在定海、岱山、衢山、洋山leyu官网、泗礁建设一座换流站，容量分别为40万千瓦、30万千瓦、10万千瓦、10万千瓦、10万千瓦，实现多个海上风电场同时接入和电力输送。

　　进一步研发和构建柔性直流电网，以多能源基地大范围直流互连为主要特征，为实现未来风、光电力能源大基地外送提供可靠技术保证。

　　国家电网公司目前规划在张家口国家级新能源综合示范区和冬奥专区建设张北可再生能源±500千伏柔性直流电网示范工程（以下简称“示范工程”）leyu官方网站，构建输送大规模风、光、抽蓄等多种能源的4端环形柔性直流电网，预计2019年投运。

　　落点分别在河北的张北县、康保县、丰宁县和北京的延庆区，张北、康保换流站为送端，丰宁换流站为调节端，北京换流站为受端。张北、康保、丰宁、北京换流站容量分别为300万千瓦、150万千瓦、150万千瓦、300万千瓦。示范工程系统接线采用双极方式，正负极均可独立运行，相当于两个独立环网。一极发生故障后，通过极控系统，另一极在设备通流能力允许情况下，可以转带故障极功率。

　　示范工程系统接线采用双极方式，正负极均可独立运行，相当于两个独立环网。一极发生故障后，通过极控系统，另一极在设备通流能力允许情况下，可以转带故障极功率。

　　通过在张北构建柔性直流环形电网leyu，可以实现大规模光伏、风能的昼夜互补，以及新能源与储能电源的灵活能量交互，形成稳定可控的电源送至受端电网，解决大规模新能源接入后的系统调峰问题，减小间歇性能源对受端交流电网的扰动冲击，实现新能源的“友好接入”。

　　在欧洲，为了将北海和大西洋的远海风电、芬兰和挪威的水电、非洲北部的太阳能接入电网，规划并实施了基于柔性直流技术的全新输电网，用来实现大范围可再生能源的优化配置。

　　预计在未来10年内欧洲将建设20条以上的柔性直流工程，用于实现各个国家之间的互联和可再生能源的并网互补。英国、美国也均已规划了多条柔性直流输电工程，在未来20年逐步构建柔性直流电网，以满足其可再生能源发展的需求。

　　2015年12月17日，厦门±320kV柔性直流输电科技示范工程正式投运，标志着我国全面掌握了高压大容量柔性直流输电关键技术和工程成套能力，实现了柔性直流输电技术领域的国际引领。

　　该工程在浙江舟山±200kV柔性直流工程的应用基础上，将电压等级首次提升至±320kV，从伪双极提升至真双极接线。

　　工程额定电流1600A，输送容量1000MW，新建浦园换流站（送端）、鹭岛换流站工程（受端）两座±320kV换流站及±320kV彭厝～湖边柔性直流线千米，全部为陆缆，采用1800平方毫米大截面绝缘直流电缆敷设，通过厦门翔安海底遂道与两座换流站连接。

　　厦门柔性直流工程投运后，能够有效增强厦门地区电网网架结构，满足厦门岛内负荷增长需求，还能快速调节岛内电网的无功功率，稳定电网电压，提高电网供电可靠性和稳定运行水平，为厦门经济社会发展提供坚强可靠的电力保障。

　　厦门柔性直流工程的建成投运，标志着我国全面掌握高压大容量柔性直流输电工程设计、设备制造、工程施工调试、运营等关键技术，具备工程成套能力，对于进一步提高我国直流输电技术水平和电力装备制造水平具有重要意义，为开拓国际柔性直流工程市场奠定了坚实基础，为更高、更大输送容量柔性直流输电工程的建设提供了可复制、可推广的经验。

　　为应对能源问题和环境压力，社会对能源使用效率的要求不断提高；同时leyu，风能、太阳能等分布式能源大规模地接入电网，一般说来，分布式电源主要通过并网逆变器接入电网，并网逆变器控制策略各异，加之分布式电源输出功率具有波动性、不确定性等特点，很难实现其即插即用与自主协调运行。如何保证这些新接入的分布式能源与电力系统兼容成为当务之急。

　　100多年以来，电力系统的规模不断变大，这主要归功于同步发电机的同步机制。如果能使并网逆变器具有类似同步发电机的运行特性，那么必将大幅提升分布式发电的并网安全性与运行适应性，提高高比例新能源电力系统的稳定性。

　　虚拟同步机正是这样一种技术，它使得并网逆变器能够模拟同步发电机的运行机理、有功调频以及无功调压等特性，使并网逆变器从内部运行机制和外部运行特性上可与传统同步发电机一样，从而能够促进风电、光伏发电上网的稳定性、安全性，防止脱网；可实现追踪电网运行，自动分摊功率，阻尼电网电压和频率过快波动，对电网有天然友好性、全网唯一频率运行，真正实现“同步”。

　　目前有光伏虚拟同步机、风机虚拟同步机、储能虚拟同步机以及负荷虚拟同步机等几种应用形式，也有文献披露在能量路由器和HVDC中的应用。虚拟同步机技术可以很好地解决分布式电源与电网的兼容性问题。

　　有功频率控制即有功频率下垂控制，根据机端频率按照下垂曲线调整有功功率输出，模拟同步机的一次调频特性。

　　无功调压控制即无功电压下垂控制，根据机端电压按照下垂曲线调整无功功率输出，模拟同步机的无功电压调节能力。

　　虚拟惯性控制即模拟同步发电机机转子机电暂态摇摆过程的控制leyu官网，利用储能装置来缓冲逆变器直流侧与交流侧的功率不平衡。

　　当高渗透率新能源系统发生较大功率缺额时，需要新能源虚拟同步机模拟传统同步机对系统频率的惯量支撑能力，缓解系统频率下降速率。

　　阻尼控制是模拟同步发电机电气阻尼特性的控制，通过控制惯量储能单元存储或释放能量等方式实现阻尼振荡，可以用来阻尼虚拟同步机与系统的机电振荡，提高动态稳定性。

　　目前国家电网公司规划在张北风光储输基地开展示范工程建设，建设世界容量最大的虚拟同步机示范工程。

　　通过对现有风机、光伏发电的逆变器和控制系统进行改造，新建大容量集中式虚拟同步机，计划2017年年底建成。虚拟同步机大规模应用后可加快功频振荡的平息速度，减轻系统故障对电网电压、频率的影响，提升系统暂态稳定水平。

　　未来的电力系统在采用虚拟同步机技术后，发电设备和负荷能够通过内在的同步机制自主交互，在不需要人工调节的情况下就可以实现系统的稳定运行。

　　我国的一次能源基地与负荷中心相距甚远，如新疆煤电基地、水电基地到东部负荷中心的距离约3000km。对超远距离、超大容量的电力输送，半波长输电技术(Half-Wave-Length AC Transmission，HWACT )成为一种可行的解决方案。

　　由电路原理可知，输电本质上波的传播过程，当线路足够长时，在传输功率极限和沿线电压分布等方面会出现许多与常规输电线路不同的特性。

　　半波长输电正是根据交流线路长度等于一个工频半波，即3000公里（50Hz）时，输送功率极限可以达到无穷大这一特性而确定的输电方式（适用于理想的无损线路）。

　　基于传输线和二端口理论推导出可用于工程计算的特高压半波长交流线路的准稳态模型。输电线路的正序参数可以等效为π形二端口形式。

　　以自然功率为基准值，不同线路长度下的极限传输功率特性如下图所示，当βl=π或0时，即l=0或3000km时，理论上功率极限趋于无穷大。因此半波长输电线路的理论传输功率远大于常规线路。

　　从理论分析上看，当输送距离为半波长时，输电特性等同于一条极短电气距离的输电线路。理论上输电功率可达到无穷大。

　　因此，末端电压和末端电流之间的夹角与首端电压和首端电流之间的夹角相同，电源与负荷之间的电气距离接近于零，经半波长交流输电的远方电源在某些电气特性上几乎等同于受端本地电源。

　　对无损半波输电线路来说，输电过程既不消耗和吸收有功，也不消耗和吸收无功，有功和无功都无损地从首端传到末端。

　　输电能力可达到550万千瓦左右。考虑半波长输电自身特点，远方电源的电气特性相当于就地电源，可实现全线无功自平衡，无需安装无功补偿设备，全线无需设置中间开关站，可以和直流输电系统一样实现点对点或点对网输电，但在输电距离方面不如直流输电灵活。未来还可用于6000km、9000km甚至12000km的输电距离。

　　初步的经济性比较研究表明，半波长输电与直流输电相比，单位容量年费用具有一定的优势或持平。但值得指出的是，半波长线路不可与普通长度的线路并联。

　　利用半波长线 的特性，通过两(多)条起点相同的半波长线路分别落点至受端电网不同的点，即可将受端电网内 2(多)个相隔较远的落点通过半波长线路及其共同送端联接在一起，构建“立体电网”leyu体育。

　　“立体电网”可极大改变电网形态，大大缩短落点之间的电气距离，将显著改变同步电网的结构，明显改善同步电网的稳定性，提高同步电网内部发电机的直接同步功率支援能力。

　　同步调相机的结构基本上与同步电动机相同leyu官方网站，不带机械负载也不带原动机，在需要时向系统快速提供或吸收无功功率。

　　在我国电网发展过程中，如省间联网初期，由于电压等级低、输电距离远（多采用220kV线路远距离输电），系统功角和电压稳定问题突出，通过在受端电网配置调相机来提高系统稳定性。

　　上世纪八十年代以来，500kV电网发展加快，受端电网装机容量快速增加，替代了调相机作用，系统稳定性显著提高。随着调相机设备老化，逐渐退出了电网运行。

　　国外从上世纪五十年始有多个国家应用调相机提高系统的稳定性。如瑞典、阿根廷、加拿大、埃及、巴西等国家在大规模水电基地远距离外送的受端变电站加装调相机leyu官网。法国、日本电网早期使用调相机较多，随着电网网架加强和电源增加，法国调相机没有新的增加。日本东京地区在1987年7月23日发生静态电压崩溃事故后，增加了抽水蓄能、调相机和SVC等动态无功补偿装置。

　　随着我国特高压直流的快速发展、清洁能源的大规模开发、例受电地区的集中出现，电性发生较大变化，部分地区动态无功储备下降、电压支撑不足的问题愈发突出，电压稳定问题成为大电网安全稳定的主要问题之一。客观要求直流大规模有功输送，必须匹配大规模动态无功，即“大直流输电、强无功支撑”。为提高电网动态无功补偿能力，增加地区电网动态无功储备水平，有效解决电压支撑不足的问题，需要在电网中加装调相机等动态无功设备，提高电网动态无功补偿能力。

　　目前国内的电机设备制造厂商正在积极研制新型调相机，具备大容量（额定容量最大300Mvar）、少维护的特点，同时其瞬时无功输出能力、暂态无功响应速度及过载能力相比传统调相机大大提高，是提升电网运行安全性、满足系统稳定要求的新一代设备。

　　1.具备过载能力且无功输出受系统电压影响小。在强励作用下可短时间内发出超过2倍额定容量的无功，并且对于持续时间较长的故障可提供较强的无功支撑。

　　2.具备次暂态特性。能够在故障发生瞬间发出/吸收大量瞬时无功，支撑电网电压，抑制直流换相失败/工频过电压等。

　　4.运行稳定性好。调相机基于传统的同步电机技术，设备和控制技术成熟，抗干扰能力强，运行经验丰富。

　　3.调相机调节速度要慢于SVC、STATCOM，调相机从正常无功出力至输出最大强励无功功率的时间约1.2s。

　　目前国家电网公司规划在多个已投运/在建的特高压直流工程送受端换流站或近区电网leyu官方网站，以及北京、地区电网共加装约多台调相机，以满足系统动态无功需求。以华东电网为例，在长三角地区加装12台调相机，可有效地减少多回直流同时换相失败的机率。

　　UPFC由两个（或多个）共用直流部分的电压源换流器分别以并联和串联的方式接入输电系统，可以同时或选择性地控制输电线路的电压、阻抗、相位，实现线路有功、无功潮流控制，并可提供独立可控并联无功补偿。UPFC具有灵活控制系统潮流、提高电网传输能力及改善系统稳定性等多种功能。

　　典型的UPFC装置结构如下图所示，由两个背靠背、共用直流母线的电压源换流器构成。其中，换流器1、换流器2对应的换流变压器分别以并联、串联形式接入，有功功率可以在两个换流器之间双向流动，每个换流器的交流输出端都可独立地发出或吸收无功功率。

　　图中，换流器2的功能是通过串联变压器给线路注入幅值和相角均可控的电压向量。通过调整注入电压的幅值、相位，能够实现电压调节、阻抗调节、相角调节等多种功能，可以对线路有功和无功潮流进行独立解耦控制。

　　换流器1的功能是通过公共直流母线进行潮流控制时与系统交换的有功功率，以维持直流母线还能发出或吸收无功，发挥动态无功补偿功能。

　　其关键在于两者具有公共的直流母线，从而可以实现SCCC与STATCOM间的有功功率交换。UPFC中的SCCC可向系统注入任意幅值和相位的电压，从而实现了线路端电压控制、线路电抗控制、相角控制、自动潮流控制等功能。

　　UPFC装置的成功投运，解决了当地电压支撑不足和输电线路过负荷等问题，为UPFC工程化提供了宝贵的工程运行经验。

　　上述UPFC工程的电压源换流器均采用门极可关断晶闸管（gate-turn-off thyristor, GTO）串联、低电平换流桥、变压器多重化拓扑构成，由于GTO阀驱动复杂、损耗大，同时变压器多重化结构复杂、成本高，从而导致换流器结构复杂、可靠性低且维护成本高。

　　2.MMC换流器无需耦合变压器和滤波器，结构简单，可靠性高，占地面积小，成本低且可维护性好。

　　3.MMC换流器由于其模块化特性，电压、容量等级易于扩展，便于大容量、高电压等级换流器的工程实现。

　　2016年11月，世界上电压等级最高、容量最大的UPFC工程——江苏苏州南部电网500kV UPFC示范工程开工建设，标志着我国UPFC技术已较为成熟，具备推广应用的条件。